天然气产业链自2004年进入快速发展阶段以来，价格形成机制改革的呼声此起彼伏。但2009年后，由主要生产商出面通过新闻媒体进行了三次大的吹风，似要左右天然气价格形成机制改革。
2009年的吹风内容为：分省实行统一门站价，由各省存量气（2009年）气价和增量气（2010年以后新增用量）气价两部分加权平均确定综合门站上限价格。其中，存量气价是根据各省使用的各油气田的天然气出厂价加管道运价加权平均确定。各油气田出厂价在当前国内气价基础上，将城市燃气和化肥用气价格补提0.40元/立方米后加权平均确定（1.17元/立方米）。而增量气价则是根据国产新增气出厂价（1.17元/立方米）和进口气到岸价加权平均形成全国统一出厂价，加管道运价确定。方案规定，天然气价格的调整将补提后的国产气价（1.17元/立方米）作为油价40美元/桶时对应的基础价格，以后根据国际油价、国内液化石油气、汽油和柴油出厂价变化幅度调整（权重各占25%）。
该方案的几个关键点在：实行将天然气生产和管输捆绑定价的方式；全国国产气实行统一的出厂价格；将国产气出厂价格实行有控制地与可替代能源价格挂钩；实行了存量气、增量气、进口气价格和不同的管输费用的复杂加权，可能很少有人能弄懂其中的“玄虚”；东部地区等所谓存量气的用户得到既得利益，西部地区将承担较大比例高价进口气负担；每省确定一个统一的上限门站价。
经过争论，国家发改委最终在2010年6月只提高了国产陆上天然气出厂基准价格，此吹风内容被打入冷宫，但将天然气生产和管输捆绑定价阴魂从此挥之不去。
2011年的吹风内容为：天然气价格将实行“市场净回值法”定价方法，其基本思路是，首先选择天然气主要消费市场和多气源汇集点作为市场中心（指上海），建立市场中心价格与可替代燃料价格变化挂钩的公式，作为国内天然气定价和调价的核心，然后反向回推，形成各省的最高门站价格和各气田出厂价格，实际门站价格由供应商与用户确定。该方案意在确定上海最高门站价及调价依据，反推各省最高门站价。在替代能源的选择上，将国内液化石油气和燃料油作为天然气定价参照的替代能源，与国内能源消费结构差距较大。
此次吹风，被2011年底《国家发展改革委关于在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》所印证，不过不是全面推行方案，而是试点。通知宣称天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。并解释：“市场净回值”的定价方法，即模拟市场的办法，只是近期方案。尽管不显眼，但明白将天然气生产和管输捆绑定价阴魂注入其中。若要推广，如何清除此阴魂未见良策。
2012年的吹风内容为：石油公司与国家相关部门沟通，并取得首肯，在新领域、新区域、新用户，凡是具备实施新价格机制条件的都按照新机制确定天然气价格。虽然调整是必须的，但也需要选择时机。如果按照新机制一步到位，价格调整的幅度很大，企业和居民用户难以在很短的时间内消化和接受。在实行完全的价格机制前，会有一个过渡性的机制和价格出现，应给大家调整的时间和适应的过程，但具体推出时间，要国家有关部门根据形势变化来决定。近日，又“吹风”：全国天然气价格改革过渡方案已经完成，目前已经递交国家相关部门，公布时间待定。咨询机构还补充，天然气价改过渡方案的作用是将中国天然气的整体价格抬高，但由于中国区域性市场的价格承受能力差距大，一省一价的形式较为合理，并且将沿用市场净回值法。
这些“吹风”本质是想借天然气价格形成机制改革之机，让天然气生产和管输捆绑定价阴魂从冷冻中苏醒，应引起警惕！
我国天然气产业链目前面临着诸多长期可持续发展的挑战，其中有两个长期问题最突出：（1）中国自2006年开始从澳大利亚进口LNG以来，陆上和海上进口天然气不断增加，特别是西气东输二线的建成，相对较高价格的进口气如何销售出去，国产气和国外合作获得的产品分成天然气价格要能稳得住，进口气也要能在国内把价格涨上去，使国外的气进得来，销得出，保证长期从国外获取进口天然气的资源，保障国内天然气长期供气安全，并谋取进口天然气的“中国定价方式”。（2）目前的天然气产业链具有较强的垄断特征，如何解决垄断带来的长期负面影响，使产业链结构具有充分竞争性，为产业链长期发展提供可持续动力。而垄断主体不断试图说服政府在规制改革中固化这种长期垄断局面，其中实现天然气生产和管输捆绑定价是其命门所在。
从政府对天然气定价的介入看，分为三部分，一是出厂价，就是国家按不同气田制定的天然气出厂基准指导价格（可向上浮动10%，向下浮动则不受约束）；二是政府对输送天然气的长输干线管输费定价。如果在气源地附近，管道运输成本就很低。但如果是东部地区消费西部地区的天然气，则会产生运输的费用。这部分费用是政府定价，由政府严格基于成本加成核定，主要由国家核定，山西、广东等部分省级干线管道部分则由地方政府核定。由天然气的出厂价加干线管道输送价格构成天然气到达地的门站价格。三是地方政府对配送天然气的城市配气管网定价。天然气到了目的城市以后，需要配送，配送的环节也会产生费用，这一般是各个城市的城市燃气公司来分销，送到居民家中，或是加气站或一些使用燃气的工厂等，这个环节也要产生费用。我国居民目前使用的天然气不是简单的门站价加上配送价，很多地方政府仍直接对居民用气价格实行管理；另外，对经配送的非居民用气销售，地方政府也对其价格进行介入。也就是说，这三部分，政府都是深度介入，干预价格，实行价格管制的。
还有一种方式，就是去年在广东、广西进行的天然气价格形成机制改革试点的办法。不定出厂价，而是由国家按“市场净回值”方法定天然气经干线管道到达省级地区门站价格，之后经由地方政府核定价格的省级干线管道，形成到达城市的门站价格。省级地区门站价格为最高限价管理，可以根据市场情况向下变动。就广东、广西单一管道输送的试点地区看，政府制定省级地区最高门站价时，背后是能将干线管道价格锁定，但本质上将出厂价和长输干线管道价捆绑在一起了，今后再想实现由市场主体竞争出厂价则遥遥无期。
另外，对进口LNG则依据进口价格，以液态销售的部分高进高出，以顺价销售为原则，以气态销售则走国产陆上管道天然气价格体系，价格相对低得多；对陆上产LNG的价格则相对灵活得多；对陆上进口天然气，在广东、广西的非试点地区，其销售定价则参照国产陆上管道天然气价格体系，价格相对同样低得多。这种价格体系的扭曲，是今年出现LNG产能过剩的重要原因。
现在这种政府的定价方式，从资源配置上来说，多级政府均介入干预的办法，市价很难反映市场真正的供需关系，政府定价有严重的时滞性，既不准确，也不能反映真正的供求关系，会导致资源的错配。另外，由于历史的原因，天然气价格水平相对其他替代能源的价格水平是偏低的。由于其价格低，导致的一个后果就是大家抢着用，另一个后果就是供不上，供应商缺乏动力，不乐意主动开发资源。不断发生的“气荒”和“荒气”及城市燃气的“爆炸”敲响了警钟。
由于天然气产业链的快速发展，特别是管道联网运行，政府急需从无处不在价格管制中解套。广东、广西天然气价格形成机制改革试点是其最新尝试。从长期看，我国需要从国外大量进口天然气，2011年进口资源占国内消费总量的比例达24%，今年将达30%，并将继续上升。但现在的进口价已经远远超过现在国产天然气市价了，高出1倍左右。广东、广西的试点就是要更多与市场接轨，也就是根据我国天然气产业链发展阶段，借鉴国际经验，解决国外进口高价天然气的国内销售及利用价格杠杆，引导天然气资源合理配置问题。
天然气价格要与替代能源的价格挂钩的原因在于：无论是生产商、运输商还是用户，签订的合同一般时效较长，价格条款或者说如何定价是合同的关键所在。现阶段天然气产业链的发展，决定了天然气没有自己的具有发现价格功能的“现货市场”或“期货市场”，只能看可替代能源的“现货市场”或“期货市场”，以它们的市价做参照，为自己定价，并及时地同步变化。但现在政府对天然气的定价太低，首先要提价到一个差不多的水平，也就是要提高“起步价”，为下一步“挂钩”创造条件。但现在看，天然气销售价格与替代能源的合理比价过低，“起步价”需要提高幅度过大，以广东、广西的办法测算，根据不同的用气类型，每方气要提高6毛到1块钱才能达到“理想起步价”。广东、广西的试点也只是以按“市场净回值”方法，制订并提高了“起步价”，省级门站价只是制定并提高“起步价”的一种方法。同时，并没有真正开始试点与替代能源价格挂钩调整的操作。
从已往经验看，至少需要3-5年，才可能普遍实现“理想起步价”。
“起步价”的制定和逐步提高，以“一省一价”的门站价只是一种方式，出厂价则是另一种方式，这两种“起步价”也均可以与替代能源挂钩。笔者认为，应以天然气价格改革的最终目标为标准进行取舍衡量，以出厂价格为突破口，建立“理想起步价”为宜，它可以在适当的时机，将天然气生产和管输捆绑定价阴魂永远冷冻起来。实现当前侧重解决前述两个最突出长期问题的前者，而不影响后一个问题的解决，一旦条件成熟，则可以迅速转向以后者为侧重的改革。
关于天然气价格将挂钩的替代能源，应考虑我国能源消费的结构特征，以此谋求未来长期“定价权”，与进口燃料油和液化石油气（LPG）价格挂钩，虽无近忧，但有远虑，何况我国的进口主体仍主要由几大石油公司担当。
天然气价格改革还要处理好地区差异，注意通过制度建设，使西部地区用气更便宜，让天然气成为西部地区的“福气”。比如，近年来我国从价征收资源税逐步推开，去年开始对油气转为从价征收，5%的税率较低。笔者建议，可随天然气价格的上涨，提高资源税的税率，留用西部天然气用户，这种方法比较高效，因为它不扭曲价格机制的传递和对资源的引导配置作用。
天然气价格形成机制改革方案应提早制订长期目标及路径，公示社会讨论，凝聚社会共识，警惕由生产商不断“吹风”。
